Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эксплуатационной надежности нефтепроводов при пересечении водных преград

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Повышение эксплуатационной надежности нефтепроводов при пересечении водных преград"

003488250

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

ЯКИМОВ ВЛАДИМИР ВЯЧЕСЛАВОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ ПЕРЕСЕЧЕНИИ ВОДНЫХ ПРЕГРАД

Специальность:25.00.19 - «Строительство и эксплуатация трубопроводов, баз и

хранилищ»

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

1 0 ЛЕН 2№

Тюмень 2009

003488250

Диссертация выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Федерального агентства по образованию Российской Федерации на кафедре «Сооружение и ремонт нефтегазовых объектов»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор,

Заслуженный деятель науки РФ Иванов Вадим Андреевич Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Коршак Алексей Анатольевич кандидат технических наук, доцент Бачериков Александр Сергеевич Ведущая организация: ОАО «АК «Сибнефтепровод»

г.Тюмень

Защита'диссертации состоится 24 декабря 2009 г. в 12:30 на заседании диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете, по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38, зал им. Косухина.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета, по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 24 ноября 2009 г.

Ученый секретарь ' " В.И. Берг

диссертационного совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы:

По промысловым трубопроводам транспортируются значительные объемы нефти, поступающей из нефтяных скважин, а вместе с нефтью поднимаются различные примеси - твердые механические частицы (цемент, горные породы), растворенный в нефти газ, вода и минеральные соли, которые приводят к усиленной коррозии металла трубопроводов и вызывают абразивный износ труб.

Вследствие этого срок службы промысловых трубопроводов значительно сокращается, а нефтедобывающие предприятия за время разработки месторождения вынуждены производить многократную замену трубопроводов и технологического оборудования. Тем не менее, эти действия не исключают полностью отказов, вызывающих аварийные выбросы и оказывающих негативное воздействие на экологическую обстановку. Поэтому, наряду с увеличением надежности промысловой нефтетранспортной системы, актуальной задачей является своевременное обнаружение возникающих утечек, их локализация и эффективная ликвидация последствий разлива нефтепродуктов. Особенно опасными являются аварийные ситуации на подводных переходах из-за сложности ликвидации их последствий. Следовательно, при пересечении водных преград необходимо обеспечить повышенную безопасность трубопроводов, в том числе, предусмотреть возможность максимально быстрой ликвидации последствий аварийного выброса жидких углеводородов.

Своевременное выявление потенциально опасных участков трубопроводов и их ремонт является гарантией безаварийной эксплуатации. Из множества способов восстановления целостности трубопроводов при падающей добыче наиболее выгодным считается способ «труба в трубе». В этом случае использование старого трубопровода в роли кожуха для прокладки в его полости нового, меньшего диаметра, весьма целесообразно: исключаются расходы на проведение земляных работ в большом объеме;

укладываемый трубопровод защищен от воздействия факторов, снижающих его надежность.

Способ реконструкции «труба в трубе» позволяет быстро и с минимальными экономическими затратами восстанавливать участки трубопровода, находящиеся в аварийном состоянии. Однако, ввиду конструктивных особенностей системы «труба в трубе», требуются новые подходы к расчетам на прочность, устойчивость, величину перемещений, что является актуальной задачей в рассматриваемой технологии ремонта.

Существенный вклад в разработку методов повышения эксплуатационной надежности при транспорте углеводородов внесли такие ученые как: Антипьев В.Н., Бородавкин П.П., Березин B.JI., Забела К.А., Земенков Ю.Д., Иванов В.А., Коршак A.A., Миронов В.В., Сергеев Б.И., Тарасенко A.A., Шаммазов A.A., Gray D. и другие авторы.

На протяженных участках трубопроводов, проложенных в полости старой трубы, перекачиваемый продукт имеет переменную температуру, что вызывает напряжения в трубопроводах от температурного расширения металла, которые распространяются в продольном направлении и приводят к перемещениям трубопроводов на концевых участках. Это может привести к разгерметизации межтрубного пространства. Одним из основных путей решения этой проблемы является соответствующая компенсация линейного перемещения с определением параметров температурного перемещения внутреннего трубопровода «труба в трубе». На основании изложенного автором сформулированы цель и задачи настоящей работы:

Цель диссертационной работы - повышение надежности эксплуатации подводных переходов нефтепроводов, выполненных конструкцией «труба в трубе».

Основные задачи исследований:

1. Определить величину продольных перемещений концевых участков рабочего трубопровода, проложенного в кожухе, с учетом его самокомпенсирующей способности.

2. Разработать новые эффективные технические решения, предотвращающие разгерметизацию межтрубного пространства нефтепроводов «труба в трубе» при температурных перемещениях рабочего трубопровода.

3. Разработать способ быстрого получения эффективного сорбента жидких углеводородов непосредственно на месте его применения в случае нарушения герметичности подводного перехода нефтепровода.

Методика исследований:

Теоретические исследования выполнены с использованием методов математического анализа и существующей теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем, на основе которых разработана методика расчета напряжений и перемещений трубопровода, выполненного конструкцией «труба в трубе». Результаты теоретических исследований подтверждены физическим экспериментом с использованием известных методов обработки экспериментальных данных.

Научная новизна. На основании проведенной научно-исследовательской работы получены следующие результаты:

1. Предложена методика определения величины необходимой компенсации участка рабочего трубопровода «труба в трубе» с учетом его самокомпенсирующей способности.

2. Предложена технология герметизацации межтрубного пространства с применением разработанных конструкций, позволяющих компенсировать продольные перемещения рабочего трубопровода.

3. Разработан оптимальный состав смеси для получения эффективного сорбента жидких углеводородов непосредственно на месте аварии.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Методика определения величины напряженно-деформированного состояния и самокомпенсирующей способности трубопроводов «труба в трубе».

2. Новые технические решения по компенсации продольных перемещений рабочего трубопровода «труба в трубе» с сохранением герметичности межтрубного пространства.

3. Способ получения эффективного сорбента из окисленного графита в трассовых условиях, применяемого для сбора углеводородов в случае разгерметизации межтрубного пространства

Практическая значимость. На основании методики расчета перемещений концевых участков рабочего трубопровода «труба в трубе» и с учетом его самокомпенсирующей способности, разработаны новые конструкции, герметизирующие межтрубное пространство, обеспечивающие компенсацию продольных перемещений рабочего трубопровода «труба в трубе». В случае нарушения герметичности нефтепроводов на подводных переходах предложена технология получения в полевых условиях эффективного сорбента углеводородов из окисленного графита, определён оптимальный состав компонентов реакционной смеси для инициирования экзотермической химической реакции.

Апробация работы. Основные положения работы и результаты исследований доложены на Всероссийских научно-технических конференциях «Проблемы эксплуатации систем транспорта» (Тюмень, 2007, 2009гг.); Международной научно-технической конференции «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли» (Тюмень, 2007г.), научно-технической конференции молодежи ОАО «АК «Транснефть» «Проблемы трубопроводного транспорта нефти» (Тюмень, 2009г.), Региональной научно-практической конференции «Нанотехнологии Тюменской области» (Тюмень, 2009г.), Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2009г.).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 8 работ, 2 из которых в журналах, рекомендованных ВАК РФ. По 2 разработанным техническим решениям получены положительные решения о выдаче патентов РФ на изобретения.

Структура и объем работы:

Диссертация состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, списка литературы, состоящего из 110 наименований. Диссертация изложена на 133 страницах, содержит 34 рисунка и 10 таблиц.

Содержание работы:

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна, практическая ценность, результаты апробации работы, приведены основные положения, выносимые на защиту.

Первый раздел носит характер аналитического литературного обзора. Проведен анализ: причин отказов промысловых трубопроводов на переходах через водные преграды в условиях Западной Сибири; существующих способов ликвидации разливов углеводородов на поверхности водных объектов; методов внутритрубного ремонта; методов определения напряженно-деформированного состояния трубопроводов, проложенных традиционным методом и методом «труба в трубе»; существующих способов компенсации продольных перемещений трубопроводов.

Большая часть трубопроводов, пролегающих на территории Западной Сибири, имеют множество пересечений с водными преградами (реки, озера, болота и т.п.). В связи с этим трубопроводам, пересекающим водные преграды, присваивается высшая категория. Поэтому, рассматривая трубопроводную систему с точки зрения надежности, следует, в первую очередь, акцентировать внимание именно на этих, потенциально опасных участках, так как экологическая уязвимость окружающей среды на водных преградах значительно выше, чем на сухопутных участках.

Несмотря на периодическое инспектирование подводных переходов, по результатам которого определяется текущее техническое состояние системы, возможность возникновения отказов и аварий не исключается.

Ввиду того, что эксплуатирующие организации облагаются высокими штрафами за ущерб, наносимый окружающей среде вследствие аварийных

выбросов нефтепродуктов, официальные цифры аварий занижены по сравнению с реальной картиной происходящего.

На основании проведенного анализа эксплуатационных данных следует, что наибольший удельный вес отказов на подводных переходах приходится на оголения, возникающие вследствие некачественного выполнения строительно-монтажных работ, механические повреждения и коррозию.

Во втором разделе приведена разработанная методика определения необходимой величины компенсации участка трубопровода, выполненного способом «труба в трубе» с учетом его самокомпенсирующей способности, а так же расчетная методика определения напряжений изгиба бинарного трубопровода.

Отличительной чертой расчета устойчивости трубопровода в кожухе от расчёта трубопровода, защемлённого в грунте, является отсутствие воздействий на трубопровод балластирующих устройств и давления грунта, оказывающего сопротивление как продольным, так и поперечным перемещениям. При определении усилий, возникающих в трубе, проложенной в кожухе, поперечные перемещения ограничены внутренним диаметром футляра, а продольные - силой трения центрирующих колец, установленных на рабочем трубопроводе по металлу ремонтируемой трубы.

В рассматриваемом случае укладки трубопровода в полость кожуха контакт трубы с грунтом на протяжении всего участка исключен, следовательно, сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы отсутствует. Таким образом, сопротивление продольным перемещениям трубопровода, приходящееся на единицу его длины, будет определяться силой трения центрирующих колец о кожух.

В результате преобразования существующей формулы, описывающей величину перемещения подземного трубопровода, максимальная величина перемещения трубопровода, проложенного в кожухе и"щ,е« , будет определяться по формуле (1).

2£№0

где 5 - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, возникающее от расчетных нагрузок и воздействий (Н); Ыкр - продольное критическое усилие, при котором наступает потеря устойчивости трубопровода (Н); Е - модуль Юнга (модуль упругости) (МПа); Р - площадь поперечного сечения стенки трубопровода (м2); Рп - сопротивление перемещению трубопровода от силы трения опорных колец по кожуху (Н/м); т - коэффициент условий работы трубопровода.

При разности температур более 30 °С и невозможности применения специальных, компенсирующих устройств, наиболее надежным способом компенсации температурных удлинений является самокомпенсация за счет изгиба труб. В рассматриваемом трубопроводе, проложенном в кожухе, температурные удлинения будут компенсироваться за счет изгиба трубопровода, но величина изгиба будет ограничена величиной межтрубного зазора.

При потере устойчивости трубопровода в вертикальной плоскости величина самокомпенсирующей способности участка трубопровода длиной 1 (рис.1) будет определяться длиной волны //, возникающей на том же участке. Разница этих длин и будет соответствовать компенсирующей способности участка.

с

Рис.1 Схема определения самокомпенсирующей способности трубопровода в теле кожуха.

За счет незначительных расстояний между опорно-центрирующими кольцами, устанавливаемыми на рабочий трубопровод, контакт трубопровода и кожуха, при изгибе первого, будет осуществляться в местах установки колец по их внешнему диаметру.

где е -компенсирующая способность участка за счет изгиба внутри кожуха (м); I1 - длина участка с учетом изгиба (м); 1 - длина прямолинейного участка (м).

Выражение (2) позволит определить величину самокомпенсации продольного удлинения трубопровода. Приравнивая осевое усилие в трубопроводе от действия внутреннего давления и перепада температур к критическому (Эйлеровому) усилию, при котором стержень теряет устойчивость, можно выразить длину волны 1кр:

Е - модуль Юнга (модуль упругости) (МПа); а - коэффициент

ц - коэффициент Пуассона; F - площадь поперечного сечения стенки трубопровода (м2); пр - коэффициент надежности по нагрузке. Зная количество и длины полуволн, можно рассчитать суммарную способность самокомпенсации трубопровода, а, следовательно, и величину необходимой компенсирующей способности (осадки) устанавливаемого компенсатора.

В рассматриваемых случаях, когда на ремонтный трубопровод устанавливают центрирующие кольца, вследствие возникновения минимального изгиба кожуха конструкция труба в трубе принимает бинарный характер, т.е. при взаимодействии кожуха и рабочего

(2)

(3)

где I - осевой момент инерции поперечного сечения трубы (м4);

линейного расширения стали; At - температурный перепад (°С);

трубопровода по местам установки центрирующих колец они становятся единым целым, и увеличение изгиба влечет увеличение напряженного состояния бинарного трубопровода.

Существующие методики определения изгибающих моментов в трубопроводах различных конструктивных схем рассматривают изгиб прямолинейного участка трубопровода с учетом приложенной внешней нагрузки и собственного веса трубопровода с продуктом.

Поэтому для расчета бинарного трубопровода необходимо дополнительно определять изгибные напряжения бинарной конструкции с учетом соответствующего момента инерции, а, следовательно, и изгибной жесткости бинарного трубопровода, и рассматривать случай с уже имеющимся прогибом, так как рабочий трубопровод с кожухом входят в контакт при определенном изгибе.

Результаты расчетов по предлагаемой методике показали, что в конструкции трубопровода с подвижными опорами величина изгибающего момента значительно выше. Следовательно, для оценки напряженного состояния прямолинейного участка трубопровода, проложенного в кожухе, следует принимать значение изгибающего момента, рассчитанного из условия шарнирного крепления концов и начального радиуса изгиба, при котором конструкция «труба в трубе» становится бинарной.

В третьем разделе представлена разработанная конструкция герметизаторов, отличительной чертой которых от существующих является возможность сохранять работоспособность при значительных амплитудах перемещений трубопровода и возникновении давления в межтрубном пространстве (рис.2).

В случае возникновения аварийной ситуации на участке трубопровода, реконструированного способом «труба в трубе», давление продукта (6), вытекающего из рабочего трубопровода в межтрубное пространство, передается на поверхность герметизирующей оболочки (3), обращенную внутрь кожуха, сдавливает её и плотно прижимает к стенкам рабочего

трубопровода (1) и кожуха (6). При этом обеспечивается герметичность межтрубного пространства и исключаются утечки нефти.

1 2а 26 3 4 5 6

а - высота оболочки; Ь - ширина оболочки; 1 - рабочий трубопровод; 2а -стопорный (ответный) фланец; 26 - фланец, установленный на кожухе; 3 -герметизирующая оболочка; 4 - центрирующее кольцо; 5 - кожух; 6 -продукт, вытекший в межтрубное пространство в результате аварии.

При установке герметизирующей оболочки, геометрические размеры которой обеспечивают большую площадь контакта с кожухом и рабочей трубой, возникает момент, когда сила, действующая со стороны оболочки, будет превышать суммарное продольное усилие, возникающее в трубопроводе при температурных перепадах. Результатом этого может стать потеря устойчивости рабочего трубопровода. Целью эксперимента являлась имитация возникновения аварийной ситуации на участке трубопровода, выполненного способом «труба в трубе», посредством нагнетания давления жидкости в межтрубном пространстве, а также имитация удлинения рабочего трубопровода внутри кожуха (рис. 3).

Результаты эксперимента по определению усилия сопротивления перемещению трубопровода в месте установки герметизирующих оболочек показали, что сопротивления не значительны и ими можно пренебречь.

При проведении эксперимента давление в межтрубном пространстве составляло 4 МПа. Испытание на герметичность продолжалось 12 часов.

Рис.3 Общий вид компоновки испытательного стенда

Для компенсации температурных расширений автором предлагается способ установки компенсаторов сильфонных осевых непосредственно за кожухом, образовывающих систему «кожух - трубопровод». Это позволит трубопроводу в независимости от амплитуды перемещений сохранять свое проектное положение и исключит потребность в организации узла герметизации. В случае аварийной утечки на участке, выполненном I

способом «труба в трубе», установленные на конечных участках кожуха сильфонные компенсаторы, имеющие жесткую связь с кожухом и трубопроводом, будут препятствовать выходу продукта за его пределы. Это, в свою очередь, обеспечит аварийным бригадам необходимый запас времени для ликвидации аварии и ремонта, предотвратив загрязнение

I окружающей среды.

Четвертый раздел посвящен разработке нового способа получения . терморасширенного графита из окисленного графита; анализу компонентов для получения реакционной смеси; расчету оптимального соотношения компонентов в составе реакционной смеси и изучению сорбционных свойств, получаемого в результате химической экзотермической реакции

' терморасширенного графита.

I

| Сорбционную емкость графита увеличивают термическим I

нагреванием (термоударом). Для этого окисленный графит подают в зону обжига и выдерживают в ней. За счет термической обработки происходит значительное уменьшение насыпной плотности графита, изменяется его {

структура, значительно увеличивается объем и сорбционная емкость, от 10, до 50 кгнефти/кгсорбсета (по сравнению с 4-12 кг у иных сорбентов), однако, транспортировка готового к применению терморасширенного графита не выгодна за счет его низкой насыпной плотности.

Для решения проблемы автором предлагается осуществлять экзотермическую реакцию, используя реакционную смесь с целью получения количества теплоты, необходимой для расширения, вводимого в состав смеси окисленного графита, по месту производства работ.

Для применения в качестве окислителя в составе разрабатываемой реакционной смеси был выбран нитрат калия (К>Юз). В качестве горючего (восстановителя) был выбран свекловичный (тростниковый) сахар СпНггОц.

При решении уравнений реакций горения составов органических горючих, получили результаты, разнящиеся друг от друга за счет разности предполагаемого итога протекания реакции. Для смешивания компонентов в реакционную смесь было принято среднее значение их пропорции по результатам вычислений С12Н220„ - 35 % и КЖ)3 - 65 %.

Исходя из того, что для расширения окисленного графита, находящегося в составе смеси, потребуется некоторое количество тепловой энергии, очевидно, что в реакцию вступит только лишь его часть. Соответственно, необходимо было определить эффективное соотношение количества компонентов в пиробрикете. Для этого смесь, состоящую из графита, окислителя и восстановителя, формировали в брикеты равного объема, а объем графита, вводимого в смесь, увеличивался для каждого последующего образца до выявления состава с наибольшим выходом конечного продукта реакции.

Проведенные автором экспериментальные исследования по определению эффективной пропорции окисленного графита, вводимого в состав реакционной смеси, позволили выявить оптимальное соотношение компонентов для эффективного терморасширения графита.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Разработана методика расчета продольных перемещений рабочего трубопровода, проложенного методом «труба в трубе» с учетом его самокомпенсирующей способности.

-2. Разработаны технические решения, предотвращающие разгерметизацию межтрубного пространства и позволяющие компенсировать продольные перемещения нефтепроводов «труба в трубе».

3. Разработан способ получения эффективного сорбента жидких углеводородов непосредственно на месте его применения в случае нарушения герметичности подводного перехода нефтепровода и подобран оптимальный состав реакционной смеси.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ В изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Якимов В.В. Герметизация межтрубного пространства трубопроводов методом «труба в трубе» // Нефтепромысловое дело №3. - М.: ОАО ВНИИОЭНГ 2009г, -57с. С.47-49.

2. Якимов В.В., Миронов В.В., Нестерова E.JI Способ получения пенографитового сорбента аварийно-разливающихся жидких углеводородов // Нефтепромысловое дело №10. - М.: ОАО ВНИИОЭНГ 2009г, -61с. С. 51-52.

В других изданиях и журналах:

3. Якимов В.В., Красков В.А., Кузьмин C.B., Миронова И.В. Оценка технического состояния подводных переходов магистральных трубопроводов Западной Сибири // Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 146 с. С.101-103.

4. Якимов В.В. Методы герметизации межтрубного пространства переходов выполненных способом труба в трубе // Проблемы эксплуатации систем транспорта: Труды всероссийской научно-практической конференции 7

ноября 2006г./ Отв. редактор Якубовский Ю.Е. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007г. - 170с. С.157-158.

5. Якимов В.В. Переходы трубопроводов через малые водные преграды // Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли. Материалы Международной научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 422с. С. 150-152.

6. Якимов В.В. Компенсация продольных перемещений трубопроводов «труба в трубе» с применением компенсаторов сильфонных осевых // Нефть и газ Западной Сибири [Текст] /Материалы Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергетического комплекса и 80-летию Грайфера В.И. Т.1. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 288с. С. 183-186.

7. Якимов В.В. Способ получения сорбента аварийно-разливающихся углеводородов // Проблемы трубопроводного транспорта нефти: Материалы X научно-технической конференции молодежи ОАО «АК «Транснефть». -Тюмень:,2009.-100с. С.95-96.

8. Якимов В.В., Миронов В.В. Производство в полевых условиях эффективного сорбента аварийно-разливающихся жидких углеводородов // Нанотехнологии Тюменской области: Проблемы правовой охраны и коммерциализации: тезисы докладов участников Региональной научно-практической конференции. Тюмень: Издательство ТюмГНГУ, 2009. 120с. С. 43-45.

Подписано к печати 19.11,2009г. Формат 60*90 Vi6 Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ.? 1J.

Издательство государственногообразовательного учереждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, г.Тюмень, ул.Володарского,38.

Отдел оперативной полиграфии издательства. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Якимов, Владимир Вячеславович

ВВЕДЕНИЕ.

РАЗДЕЛ I. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА.

1.1.Анализ количества и причин отказов нефтепроводов на переходах через водные преграды в условиях Западной Сибири.

1.2. Анализ методов внутритрубного ремонта.

1.2.1 Ремонт методом экструдирования.

1.2.2 Ремонт методом «труба в трубе».

1.2.2.1 Ремонт способом проталкивания.

1.2.2.2 Ремонт способом протаскивания.

1.2.2.3 Ремонт комбинированным способом.

1.2.2.4 Метод укладки трубопровода «труба в трубе» созданием в головной части трубопровода избыточного давления.

1.3. Уплотнение конца кожуха.

1.3.1 Неконтролируемые переходы.

1.3.2 Контролируемые переходы.

1.4. Методы определения напряженно-деформированного состояния трубопроводов, проложенных традиционным методом и методом «труба в трубе».

1.4.1. Нагрузки и воздействия на подводный трубопровод при прокладке традиционным способом.

1.4.2. Нагрузки и воздействия на трубопровод при прокладке в кожухе.

1.5. Проблемы, возникающие в процессе эксплуатации трубопроводов, выполненных конструкцией «труба в трубе».

1.6. Анализ существующих способов компенсации продольных перемещений трубопроводов.

1.7. Анализ существующих способов ликвидации разливов углеводородов на поверхности водных объектов.

1.7.1 Механический метод сбора нефти.

1.7.2 Физико-химические методы сбора нефти.

1.7.2.1 Физико-химические средства диспергирующего действия.

1.7.2.2 Физико-химические средства сорбирующего действия.

1.7.3 Биологическое разложение нефти.

1.7.4 Фотохимический способ разложения нефти.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

РАЗДЕЛ II РАЗРАБОТКА МЕТОДА РАСЧЕТА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА, РЕКОНСТРУИРОВАННОГО МЕТОДОМ «ТРУБА В ТРУБЕ».

2.1. Расчет перемещений прямолинейного участка трубопровода, выполненного методом «труба в трубе».

2.2 Определение самокомпенсирующей способности трубопровода, проложенного в кожухе за счет изгиба.

2.3 Определение напряжений изгиба бинарного трубопровода.

2.3.1 Расчет осевого момента инерции сечения бинарного трубопровода.

2.3.2 Расчет изгибающих моментов в трубопроводе от влияния внешних силовых воздействий.

2.3.2.1 Прямолинейный участок трубопровода с шарнирным закреплением опор.

2.3.2.2 Прямолинейный участок трубопровода с закрепленными опорами.

2.3.2.3 Определение изгибающего момента в изогнутой трубе с шарнирным закреплением опор.

2.3.2.4 Определение изгибающего момента в изогнутой трубе с закрепленными опорами.

2.3.3 Расчет напряжений в трубопроводе.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ II.

РАЗДЕЛ III РАЗРАБОТКА ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ С ВОЗМОЖНОСТЬЮ КОМПЕНСАЦИИ ПРОДОЛЬНОГО

ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА.

3.1 Разработка устройства герметизации концевых участков нефтепроводов, выполненных способом «труба в трубе».

3.2 Экспериментальные исследования герметизирующих элементов в конструкции «труба в трубе».

3.2.1 Методика проведения эксперимента.

3.2.2 Описание испытательного стенда. Результаты эксперимента.

3.3. Расчет погрешностей измерений.

3.4. Компенсация продольных перемещений трубопровода с применением осевых сильфонных компенсаторов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ III.

РАЗДЕЛ IV. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ ЖИДКИХ 92 УГЛЕВОДОРОДОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕРМОРАСШИРЕННОГО

ГРАФИТА.

4.1 .Анализ свойств сорбентов на основе графита.

4.1.1 .Терморасширенный графит (ТРГ).

4.1.2.Углеродная смесь высокой реакционной способности

УСВР).

4.2.Требования, предъявляемые к разработке сорбентов и технологии их получения.

4.3.Исследование материалов для получения терморасширенного графита из окисленного графита.

4.3.1 .Подбор компонентов для пиросостава.

4.3.2 Выбор окислителя.

4.3.3 Выбор горючего (восстановителя).

4.4. Определение количества веществ пиробрикета для эффективного терморасширения графита.

4.4.1 .Расчет количества тепла выделяемого при горении окислителя и восстановителя.

4.4.2. Экспериментальные исследование количества веществ получаемой смеси для обеспечения эффективного протекания реакции терморасширения графита.

4.5. Оценка эффективности получаемого сорбента.

4.5.1. Определение нефтеемкости сорбента.

4.5.2. Определение влагоемкости сорбента.

4.5.3.Определение плавучести сорбента.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ IV.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эксплуатационной надежности нефтепроводов при пересечении водных преград"

Непрерывно, по промысловым трубопроводам транспортируются значительные объемы нефти поступающей из нефтяных скважин. В месте с нефтью на поверхность поднимаются различные примеси - твердые механические частицы (цемент, горные породы) растворенный в нефти газ, вода и минеральные соли. Все это вместе с нефтью транспортируется к местам хранения и подготовки к дальнейшему транспорту продукта. Присутствие воды с растворенными минеральными солями приводит к усиленной коррозии металла трубопроводов, наличие механических примесей вызывает абразивный износ труб.

По приведенным выше причинам, сроки службы промысловых трубопроводов коротки и составляют от 2 до 15 лет. В связи с этим нефтедобывающие предприятия за время разработки месторождения производят многократную замену трубопроводов и технологического оборудования. Разрушения трубопроводов связаны с выбросом в окружающую среду продуктов транспортировки, которые оказывают негативное влияние на экологическую обстановку.

Несмотря на все решения, внедряемые в систему промыслового транспорта нефтепродуктов с целью увеличения её надежности, аварийные выбросы все же происходят, поэтому, наряду с увеличением надежности системы, актуальной задачей является своевременное обнаружение возникающей утечки, её локализация и эффективная ликвидация последствий разлива нефтепродуктов.

Своевременное выявление потенциально опасных участков трубопроводов и их ремонт является гарантией безаварийной эксплуатации. Из множества способов восстановления целостности трубопроводов, при падающей добыче, наиболее выгодным считается способ «труба в трубе». В этом случае, использование старого трубопровода в роли кожуха для прокладки в его полости нового, меньшего диаметра весьма целесообразно, так как при этом исключаются расходы на проведение земляных работ в большом объеме, а вновь укладываемый трубопровод защищен от воздействия многих отрицательных факторов снижающих его надежность.

Способ реконструкции «труба в трубе», позволяет быстро и с минимальными экономическими затратами восстанавливать участки трубопровода находящиеся в аварийном состоянии. Однако, виду конструктивных особенностей конструкции «труба в трубе», требуются новые подходы к расчетам на прочность, устойчивость и перемещения, что является актуальной задачей при разработке новых методов расчета и конструктивного исполнения рассматриваемой технологии ремонта.

Существенный вклад в разработку методов повышения эксплуатационной надежности при транспорте углеводородов внесли такие ученые как: Антипьев В.Н., Бородавкин П.П., Березин B.JL, Забела К.А., Земенков, Ю.Д., Иванов В.А., Коршак А.А., Миронов В.В., Сергеев Б.И., Тарасенко А.А., Шаммазов А.А. и другие ученые.

На протяженных участках трубопроводов, проложенных в полости старой трубы, перекачиваемый продукт имеет переменную температуру, что вызывает продольные напряжения от температурных расширений металла, которые распространяются в продольном направлении и концентрируются на конечных участках. В результате чего возникает потеря устойчивости трубопровода и его продольное перемещение в герметизирующем узле «кожух - рабочая труба».

Одним из основных путей решения этой проблемы является определение максимальной величины перемещения трубопровода и его линейной компенсации.

Цель работы - повышение надежности эксплуатации подводных переходов нефтепроводов, выполненных конструкцией «труба в трубе».

В работе решались следующие задачи исследований:

1. Определить величину продольных перемещений концевых участков рабочего трубопровода, проложенного в кожухе, с учетом его самокомпенсирующей способности.

2. Разработать новые эффективные технические решения, предотвращающие разгерметизацию межтрубного пространства нефтепроводов «труба в трубе» при температурных перемещениях рабочего трубопровода.

3. Разработать способ быстрого получения эффективного сорбента жидких углеводородов непосредственно на месте его применения в случае нарушения герметичности подводного перехода нефтепровода.

Методика исследований:

Теоретические исследования выполнены с использованием методов математического анализа и существующей теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем, на основе которых разработана методика расчета напряжений и перемещений трубопровода, выполненного конструкцией «труба в трубе». Результаты теоретических исследований подтверждены физическим экспериментом с использованием известных методов обработки экспериментальных данных.

Научная новизна:

На основании проведенной научно-исследовательской работы получены следующие результаты:

1. Предложена методика определения величины необходимой компенсации участка рабочего трубопровода «труба в трубе» с учетом его самокомпенсирующей способности.

2. Предложена технология герметизации межтрубного пространства с применением разработанных конструкций, позволяющих компенсировать продольные перемещения рабочего трубопровода.

3. Разработан оптимальный состав смеси для получения эффективного сорбента жидких углеводородов непосредственно на месте аварии.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Методика определения величины напряженно-деформированного состояния и самокомпенсирующей способности трубопроводов «труба в трубе».

2. Новые технические решения по компенсации продольных перемещений рабочего трубопровода «труба в трубе» с сохранением герметичности межтрубного пространства.

3. Способ получения эффективного сорбента из окисленного графита в трассовых условиях, применяемого для сбора углеводородов в случае разгерметизации межтрубного пространства

Практическая значимость:

На основании методики расчета перемещений концевых участков рабочего трубопровода «труба в трубе» и с учетом его самокомпенсирующей способности, разработаны новые конструкции, герметизирующие межтрубное пространство, обеспечивающие компенсацию продольных перемещений рабочего трубопровода «труба в трубе». В случае нарушения герметичности нефтепроводов на подводных переходах предложена технология получения в полевых условиях эффективного сорбента углеводородов из окисленного графита, определён оптимальный состав компонентов реакционной смеси для инициирования экзотермической химической реакции.

Личный вклад автора:

Разработаны методики расчета напряженно-деформированного состояния и расчета само компенсирующей способности трубопроводов «труба в трубе». Разработаны технические решения для компенсации перемещения рабочего трубопровода в теле кожуха, герметизации межтрубного пространства и получения пенографитового сорбента углеводородов.

Апробация работы.

Основные положения работы и результаты исследований доложены на Всероссийских научно-технических конференциях «Проблемы эксплуатации систем транспорта» (Тюмень, 2007, 2009гг.); Международной научно-технической конференции «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли» (Тюмень, 2007г.), научно-технической конференции молодежи ОАО «АК «Транснефть» «Проблемы трубопроводного транспорта нефти» (Тюмень, 2009г.), Региональной научно-практической конференции «Нанотехнологии Тюменской области» (Тюмень, 2009г.), Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2009г.).

Публикации.

По теме диссертационной работы опубликовано 8 работ, 2 из которых в журналах, рекомендованных ВАК РФ. По 2 разработанным техническим решениям получены положительные решения о выдаче патентов РФ на изобретения.

Структура и объем работы:

Диссертация состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, списка литературы состоящего из 110 наименований. Диссертация изложена на 133 страницах, содержит 34 рисунка и 10 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Якимов, Владимир Вячеславович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Разработана методика расчета продольных перемещений рабочего трубопровода, проложенного методом «труба в трубе» с учетом его самокомпенсирующей способности.

2. Разработаны технические решения, предотвращающие разгерметизацию межтрубного пространства и позволяющие компенсировать продольные перемещения нефтепроводов «труба в трубе».

3. Разработан способ получения эффективного сорбента жидких углеводородов непосредственно на месте его применения в случае нарушения герметичности подводного перехода нефтепровода и подобран оптимальный состав реакционной смеси.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Якимов, Владимир Вячеславович, Тюмень

1. Аварии с разливами нефти на магистральных трубопроводах компании ОАО "АК Транснефть"http://babr.ru/index.php?pt=news&event=v 1 &IDE=28552, 18.03.2006.

2. Анализ аварий и несчастных случаев на трубопроводном транспорте России / Под ред. Б.Е. Прусенко, В.Ф. Мартынюка: Учебное пособие.- М.: ООО «Анализ опасностей», 2003 — 351 с.

3. Айнбиндер А.Б. "Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость" Издательство "Недра", Москва, 1991г.

4. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. / Справочное пособие.1. М.: Недра, 1982.-344с.

5. Антипьев В.Н., Смирнов А.Ю. Основные требования промышленной безопасности для магистральных трубопроводов / Под редакцией А.И. Владимирова, В.Я. Кершенбаума: Учебное пособие. -М.: Национальный институт нефти и газа, 2004 128 с.

6. Андреев К. К. Термическое разложение и горение ВВ. М., «Наука», 1966, 2-е изд.

7. Андреев К. К., Беляев А. Ф. Теория взрывчатых веществ. М., Оборонгиз, 1960.

8. Андрианов В.Р. Некоторые закономерности отказов подводных переходов магистральных газонефтепроводов // Строительство трубопроводов. 1997. - № 3. - С. 19 - 20

9. Аргус Лимитед электронный ресурс. Режим доступа: http://www.pipelines.ru А.с. № 449124 (СССР). Устройство для сбора нефтепродуктов с поверхности воды . Бюлл. изобр. № 41, 1974

10. А.с. № 451640. Способ очистки сточных вод от нефтепродуктов. Бюлл. изобр. № 344, 1974

11. А.с. № 666136. Сорбент для удаления нефти с поверхности воды. Бюлл. изобр. № 21, 1979.

12. А.с. № 916646. Способ локализации нефтяного пятна на поверхности воды. Бюлл. изобр. № 12, 1982.

13. А.с. № 1062340 (СССР). Способ удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности воды. Бюлл. изобр. № 47, 1983.

14. А.с. № 1141156. Боновое заграждение. Бюлл. изобр. № 7, 1985.

15. А.с. № 1579950. Устройство для локализации и сбора нефти с поверхности воды при волнении. Бюлл. изобр. № 27, 1990

16. А.с. № 1704817. Боновое заграждение. Бюлл. изобр. № 2, 1992

17. А.с. № 1712314. Способ локализации аварийных разливов нефти на поверхности воды. Бюлл. изобр. № 6, 1992

18. А.с. № 1765291. Боновое заграждение. Бюлл. изобр. № 36, 199219. .А.с. № 1783063. Плавучее заграждение для локализации и сбора нефти с поверхности воды. Бюлл. изобр. № 47, 1992

19. Ахназарова С.Л., Кафаров В.В. Оптимизация эксперимента в химии и химической технологии: Учеб. Пособие для химико-технологических вузов. — М.: Высш. школа, 1978. 319 е., ил

20. Био- и фитосорбенты для очистки питьевой воды и промышленных стоков Б.А.Величко, Н.У.Венсковский, Э.А. Рудак и др. // Экология и промышленность России. — 1998. №1.

21. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. —М.: Недра, 1979. 176 с.

22. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. —М.: Недра, 1987. 472 с.

23. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. — М.: Недра, 1973. 304с.

24. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. — М.: Недра, 1984. 248 с.

25. Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. — М.: Недра, 1968.-364 с.

26. Боровский А.И., Гришин В.Г., Черкасов Н.Д. Защита внутренних водных путей от загрязнения. М.: Транспорт, 1981. - 128 с.

27. Бубнов П. Ф., Сухов И. П. Средства инициирования. М., Оборонгиз, 1962

28. Вершинин В.Н., Димов JI.A. Исследование напряженного состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов» // ТТН. 1999.10. — С.29 — 31.

29. В. М. Ботов, С. А. Ребик, А. М. Каплин (ООО "ВНИИГАЗ"), В. И. Кулухов (НПФ "Силко"), Опыт применения сильфонных компенсаторов на магистральных газопроводах электронный ресурс. - Режим доступа: http://www.sylphon.info/gaspipeline/

30. В Самарской области ликвидируют последствия крупной аварии на нефтепроводе: rhttp://annews.ru/news/detail.php?ID=38308., 14.10.2006.

31. Всероссийский экологический портал электронный ресурс. Режим доступа: http://ecoportal.ru/

32. ГК Трансмаш электронный ресурс. Режим доступа: http://www.transmash.ru/ru/teploenergy/kompensatorsilfon/

33. Джонсон Н., Лион Ф. Статистика и планирование эксперимента в техники и науке. Методы обработки данных. М.: Мир, 1980. - 510 с

34. ЗАО «Газтурбо» электронный ресурс. Режим доступа: http://www.gasturbo.ru/

35. Забела К.А. Ликвидация аварий и ремонт подводных трубопроводов.1. М.: Недра, 1986.—152с.

36. Забела К.А., Красков В.А., Москвич В.М., Сощенко А.Е. Безопасность пересечений водных преград; Под общ. ред. Забелы К.А. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2001. - 195 с.

37. Иванов В.А., Кузьмин С.В., Лещаков С.В. Капитальный ремонт подводного перехода методом «труба в трубе» // Актуальные проблемы развития и состояния нефтегазового комплекса России. ГАНГ, -М., 2001 г. -С. 12-14.

38. ИД торговли и промышленности «Нефть. Газ. Промышленность» электронный ресурс. — Режим доступа: http://www.oilgasindustry.ru/print.php?id=8349

39. Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И. Нефтяные сорбенты. Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». 2005. — 268 с.

40. Ким Д.П., Кислов А.И., Скибо В.И. Региональные учения по ликвидации аварий и их последствий на подводных переходах нефтепроводов через Енисей // ТТН. 1996. - № 9. - С.21 - 24.

41. Ким Д.Х., Кононов С.В., Скибо В.И. и др. Оценка надежности подводных переходов магистральных нефтепроводов // ТТН. 1997. -№ 12.-С.15- 19.

42. Кирнос В.И., Сабитов В.Я., Сабиров У.Н. Особенности ликвидации аварий на подводных переходах в зимних условиях // ТТН. 1999. -№4.-С.12- 17.

43. Кожухова Н. Нужен ли трубе независимый сервис? // Нефтегазовая вертикаль . 2007. - № 16, с.68-70.

44. Компания «Транснефть» наращивает темпы. Аварийных разливов, электронный ресурс. Режим доступа: http://content.mail.ru/arch/12258/1228188.html# 1, 25.08.2006.

45. Кузин Ф.А. Диссертация: Методика написания. Правила оформления. Порядок защиты. Практическое пособие для докторантов, аспирантов и магистрантов. 2-е изд.,доп. - М.: Ось - 89, 2001. - 320 с.

46. Кузьмин С.В., Шевнин А.А. Повышение надежности подводных переходов с использованием внутритрубного ремонта // Конференциямолодых ученых «Проблемы нефтегазовой отрасли», Альметевск, 2002г.-С. 12-15.

47. Кулухов В. И. Экспериментальное исследование напряженного состояния однослойных и многослойных армированных сильфонных компенсаторов // Вопросы судостроения. 1984. Выпуск 2

48. Кулухов В. И. Исследование вибрации сильфонных компенсаторов в трубопроводах // Проблеммы надежности конструкций газопроводных систем. М.: ВНИИГАЗ, 1980.

49. Курочкин В.В., Малюшин Н.А., Степанов О. А. и д.р. Эксплуатационная долговечность нефтепроводов. — М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2001. - 231 с.

50. Курочкин В.В., Овчинников Н.Т., Безверхов А.А. Бестраншейные методы прокладки нефтепроводов» // ТТН. 2000. - № 5. - С.25 - 30

51. Лебедич С.П., Хузин Р.А., Исмагилов А.Х. и др. Региональные учения по ликвидации аварий» // ТТН. 2000. - № 2. - С.25 - 29.

52. Левин С.И. Подводные трубопроводы. М.: Недра, 1970. - 288. с.

53. Левин С.И. Предупреждение аварий и ремонт подводных трубопроводов. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 182 с.

54. Лезин В.А. Реки Тюменской области (южные районы). Справочное пособие. -Тюмень: Вектор Бук. 1999. 196 с.

55. Лезин В.А. Реки Ханты — Мансийского автономного округа. Справочное пособие. Тюмень: Вектор Бук. 1999 - 160 с.

56. Лезин В.А. Реки Ямало Ненецкого автономного округа. Справочное пособие. - Тюмень: Вектор Бук. 2000. - 142 с.

57. Ложь, наглая ложь и статистика, электронный ресурс. Режим доступа: http://www.magicbaikal.ru/news/06/news020506.htm] , 2.10.2006.

58. Лышенко Л.З., Бисярина О.М. Технические средства ремонта подводных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 45 с

59. Магадеев М.Ш. Охрана водных объектов от аварийных выбросов нефти на магистральных нефтепроводах: Дис. . к.т.н: 11.00.11 / РОСНИИВХ. 1998. - 151 с.

60. Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики: РД 15339-030-98 // «АК «Транснефть». М., 1998. - 59 с.

61. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. 2-е изд., перераб. и доп. — JL: Энергоатомиздат, 1991.-304с.

62. ОАО НПП «Компенсатор» электронный ресурс. Режим доступа: http://www.kompensator.ru

63. ООО ПКФ «Стройсервис» электронный ресурс. — Режим доступа: http://www.kompensator.su

64. ООО «Холдинг золотая формула» электронный ресурс. Режим доступа: http://www.goldformula.ru68000 «Экострой» электронный ресурс. Режим доступа: http://www.ecostroi.com/p-rezervuar.html.

65. Отрасль и экология. // Нефтегазовая вертикаль. 2004. - № 3, с.24, 30.

66. Патент СССР № 1806242 A3. Способ сбора нефтяных пятен при разливе нефти на водной поверхности. (Азербайджанское нефтяное хозяйство). Бюлл. изобр. № 12, 1983.

67. Патент РФ № 2002889 С1. Способ локализации загрязнений в водоеме. Бюлл. изобр. № 41, 1993.

68. Патент РФ № 2050329. Сорбент для очистки поверхности воды от нефти и гидрофобных жидкостей. Бюлл. изобр. № 35, 1995.

69. Патент РФ № 2050972. Сорбент для очистки поверхности воды от нефти и нефтепродуктов и устройство. Бюлл. изобр. № 36, 1995.

70. Патент Канада№1135241, МКИ В 01F 20/28

71. Пережогин Ю.Д., Ратнер А.Г., Спектор Ю.И. Анализ причин отказов магистральных трубопроводов на переходах через малые реки. // Газ. пром-сть. Сер. Трансп. и подз. хр. газа: Научн.-техн. сб. / ИРЦ «Газпром». — М.: 1997.—№4.

72. Попов Ю.В., Смоляр Р.И., Пелипенко С.В. Опыт работы «Черномортранснефти» по ликвидации аварийных разливов нефти. // Трубопроводный транспорт нефти. 2001. - №8, с. 29-31.

73. Прокофьев В.В., Богатенков Ю.В., Фомичев С.И. и др. Метод локализации и ликвидации аварийных разливов нефти на подводных переходах нефтепроводов» // ТТН. 1999. - № 11.- с.22 - 25.

74. Расчет на прочность стальных трубопроводов: СНиП 2.04.12 86: взамен СН 373 - 67: Госстрой России // ГУП ЦПП. - М., 2002. - 12 с.

75. Расчет трубопроводов на прочность. Справочная книга / Камерштейн А.Г., А.Г., Рожденственский В.В., Ручимский М.Н. -2-е изд., испр. -М.: Недра., 1969.-440 с.

76. Резник Л.Г. Введение в научное исследование: учебное пособие -Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.-66с.

77. Рожденственский В.В., Ручимский М.Н. -2-е изд., испр. М.: Недра., 1969.-440 с.

78. РД 39-00147105-024-02. Методика расчета напряженного состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов при техническом обслуживании и ремонте. Уфа: ТрансТЭК,2001. - 62с.

79. Самойлов Б.В., Ким Б.И., Зоненко В.И., Кленин В.И. Сооружение подводных трубопроводов. М.: Недра, 1995. - 304 с. .

80. Сапожников Е.В., Торопов С.Ю., Дорофеев С.М. Некоторые решения уравнения движения внутритрубных вставок / Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов Западной Сибири. Статья. Сб.науч.труд. Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - С. 43-49

81. Скибо В.И., Фридлянд Я.М., Козин И.В. и др. Региональные учения по ликвидации аварий и их последствий на подводных переходах магистральных нефтепроводов в зимний период» // ТТН. 1998. - № 9.-С.27-30.

82. Солтанганов В., Щегорцов В. Рвется там, где тонко // Нефть России. -2003.-№1.37 с.

83. Строительные конструкции нефтегазовых объектов: учебник / С86 Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, В.Н. Мохов и др. СПб.: ООО «Недра», 2008. - 780с.

84. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. / Минстрой России.1. М.:ГУПЦПП, 1997.-74 с.

85. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. / Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. — 52 с.

86. Сопротивление материалов: Учеб. / Феодосьев В.И. Вильнюс: Гос. типография «Вайздас», 1962. - 536 с.

87. Сопротивление материалов: Учеб. для вузов / Алесандров А.В., Потапов В.Д., Державин Б.П. -2-е изд. испр. М.: Высш. шк., 2000.- 560 с.

88. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учебное пособие для вузов Л.И. Быков, Ф.М.Мустафин, С.К. Рафиков и др. СПб.: Недра, 2006. 824 с.

89. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. -М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2002. - Т. 1. - 407 с

90. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии: ГОСТ Р 51164 — 98: Утв. Пост. Госстроя СССР от 30.08.85 № 137: Госстрой России // ГУП ЦПП. М., 2000. - 65 е., приложение 2

91. Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору Госгортехнадзор электронный ресурс. — Режим доступа: http://www.gosnadzor.ru/ggtn/info/infodeath.htm

92. Физические величины: Справочник/ А.П. Бабичев, Н.А. Бабушкина, A.M. Браткоский и др.; Под. Ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. -М.; Энергоатомиздат, 1991. 1232 с.

93. Харионовский В. В., Степанов И. В., Клишин Г. С., Селезнев В. Е., Алешин В. В. Сильфонные компенсаторы для снижения напряжений в трубопроводах ГРС // Газовая промышленность. 2001. N 1.

94. Химический сервер электронный ресурс. — Режим доступа: http://www.himhelp.ru.

95. Хроника происшествий, обусловленных нарушениями требований промышленной и экологической безопасности, в России и за ее пределами: http://www.nadzor.vorkuta.ru/nov-nega.html., 29.04.2007.

96. Черняев К.В. Мониторинг технического состояния нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 2000. - № 9.

97. Шаммазов А. А. Совершенствование методов и средств ликвидации последствий аварий на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах: Дис. . к.т.н: 05.15.13 / Уфимский государственный нефтяной технический университет. 2000. - 130 с

98. Шаммазов A.M., Мугаллимов Ф.М., Нефедова Н.Ф. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. М.: ООО «Недра -Бизнесцентр», 2000. - 237 с.

99. Ю4.Шидловский А. А. Основы пиротехники. М., «Машиностроение», 1973.

100. Шидловский А. А. Основы пиротехники. М., «Машиностроение», 1964, 3-е изд.

101. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов.1. М.: Недра, 1968

102. Якимов В.В. Переходы трубопроводов через малые водные преграды. Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли. Материалы Международной научно-технической конференции. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. 422с.

103. Якимов В.В. Герметизация межтрубного пространства трубопроводов методом «труба в трубе». Нефтепромысловое дело №3.- Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ» 2009г, с.47-49

104. Gray D. Pipelines look for cooting answers// Oil and Gas J. 1975, № 50. — P.73, 79 - 82c.